Nghiên cứu giải pháp kết nối các mỏ cận biên tại bể Cửu Long để xử lý và vận chuyển sản phẩm dựa trên hệ thống công nghệ, thiết bị khai thác hiện có

Chia sẻ: _ _ | Ngày: | Loại File: PDF | Số trang:11

Thêm vào BST

Báo xấu

24
lượt xem 1
download

Download Vui lòng tải xuống để xem tài liệu đầy đủ

Bài viết trình bày một số giải pháp kết nối hiệu quả các mỏ cận biên trong quá trình thu gom, xử lý và vận chuyển sản phẩm, nhằm sử dụng triệt để các thiết bị công nghệ sẵn có của các mỏ hiện hữu. Kết quả nghiên cứu sẽ là tiền đề cho việc đưa các phát hiện, cấu tạo dầu khí nhỏ trong tương lai vào khai thác, mang lại hiệu quả kinh tế cao.

Chủ đề:

Bình luận(0) Đăng nhập để gửi bình luận!

Lưu

Nội dung Text: Nghiên cứu giải pháp kết nối các mỏ cận biên tại bể Cửu Long để xử lý và vận chuyển sản phẩm dựa trên hệ thống công nghệ, thiết bị khai thác hiện có

Journal of Mining and Earth Sciences Vol. 62, Issue 3a (2021) 65 - 75 65 Research on solutions for connecting to marginal fields at Cuu Long basin to process and transport the products basing on existing petroleum technology and equipment Thinh Van Nguyen * Faculty of Oil and Gas, Hanoi University of Mining and Geology , Hanoi, Vietnam ARTICLE INFO ABSTRACT Article history: The Cuu Long basin is equiped with infrastructures and processing Received 12th Apr. 2021 facilities serving for large-scale crude oil drilling and production Accepted 10th June 2021 operations. However, most of resevoirs in this area are now depleted, it Available online 10th July 2021 means that they have reached their peaks and started to undergo Keywords: decreasing productivity, which lead to a noticable excess capicity of Flow assurance, equipment. In order to benefit from those declined oil fieds and maximize performance of platforms, solutions to connect marginal fields have been Gathering and transportation, suggested and employed. Of which, connecting Ca Ngu Vang wellhead Marginal oil field. platform to the CPP -3 at Bach Ho oil field; platforms RC-04 and RC-DM at Nam Rong - Doi Moi oil filed to RC-1 platform at Rong oil field; wellhead platforms at Hai Su Den and Hai Su Trang oil fields to H4-TGT platform at Te Giac Trang oil field are typical examples of success. Optimistic achivements gained recently urges us to carry out this work with the aim to improve oil production of small reserves and to make best use of existing petroleum technology and equipment at the basin. Results of the research contribute an important part in the commence of producing small-scale oil deposits economically. Copyright © 2021 Hanoi University of Mining and Geology. All rights reserved. _____________________ *Corresponding author E - mail: nguyenvanthinh@humg.edu.vn DOI: 10.46326/JMES.2021.62(3a).08
66 Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất Tập 62, Kỳ 3a (2021) 65 - 75 Nghiên cứu giải pháp kết nối các mỏ cận biên tại bể Cửu Long để xử lý và vận chuyển sản phẩm dựa trên hệ thống công nghệ, thiết bị khai thác hiện có Nguyễn Văn Thịnh * Khoa Dầu khí, Trường Đại học Mỏ-Địa chất , Hà Nội , Việt Nam THÔNG TIN BÀI BÁO TÓM TẮT Quá trình: Hiện nay, tại Bể Cửu Long đang có một hệ thống lớn gồm cơ sở hạ tầng công Nhận bài 12/4/2021 trình biển và thiết bị xử lý phục vụ cho hoạt động khai thác dầu khí. Tuy Chấp nhận 10/6/2021 nhiên, phần lớn các mỏ đang khai thác đã trải qua giai đoạn khai thác đỉnh Đăng online 10/7/2021 cao và đang ở giai đoạn suy thoái sản lượng, dẫn tới dư công suất dư của Từ khóa: thiết bị. Giải pháp phát triển kết nối các mỏ nhỏ vào hệ thống thiết bị sẵn có Bảo đảm dòng chảy, ở lân cận đã được triển khai áp dụng hiệu quả đối với các mỏ như Giàn đầu giếng Cá Ngừ Vàng kết nối về giàn công nghệ trung tâm số 3 (CPP-3) mỏ Mỏ cận biên, Bạch Hổ; các giàn nhẹ RC-04 và RC-DM thuộc mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi kết Thu gom vận chuyển. nối về giàn RC-1 thuộc hệ thống thiết bị mỏ Rồng; các giàn đầu giếng mỏ Hải Sư Đen, Hải Sư Trắng kết nối về giàn H4-TGT thuộc hệ thống thiết bị khai thác mỏ Tê Giác Trắng,… Trên cơ sở các kết quả đã đạt được, việc nghiên cứu khả năng sử dụng công nghệ và hệ thống thiết bị sẵn có để kết nối các mỏ mới, nhằm gia tăng hiệu quả sử dụng thiết bị và giảm chi phí. Bài báo trình bày một số giải pháp kết nối hiệu quả các mỏ cận biên trong quá trình thu gom, xử lý và vận chuyển sản phẩm, nhằm sử dụng triệt để các thiết bị công nghệ sẵn có của các mỏ hiện hữu. Kết quả nghiên cứu sẽ là tiền đề cho việc đưa các phát hiện, cấu tạo dầu khí nhỏ trong tương lai vào khai thác, mang lại hiệu quả kinh tế cao. © 2021 Trường Đại học Mỏ - Địa chất. Tất cả các quyền được bảo đảm. 1. Tổng quan về mỏ cận biên Khái niệm mỏ cận biên thường gắn liền với cách phân loại, xác định các mỏ (phát hiện dầu các yếu tố chính là tính kinh tế, sản lượng khai thác khí) là “có tính thương mại”, “không thương mại” và trữ lượng khai thác. Trong đó, tính kinh tế là hoặc “cận biên”, nhưng phổ biến nhất trong cách yếu tố quyết định một mỏ dầu khí là mỏ cận biên xác định là có sự kết hợp xem xét đến các yếu tố hay không. Hiện nay, trên thế giới có rất nhiều kinh tế, kỹ thuật, chính trị và tổng hòa lại là tính kinh tế của việc phát triển khai thác mỏ/phát hiện _____________________ dầu khí đó. Khi nói tới mỏ cận biên (marginal *Tác giả liên hệ field) là thường gắn liền với mỏ nhỏ. Hiện tại, có E - mail: nguyenvanthinh@humg.edu.vn nhiều khái niệm, cách hiểu khác nhau về mỏ cận DOI: 10.46326/JMES.2021.62(3a).08 biên và thường phụ thuộc vào công nghệ áp dụng,
Nguyễn Văn Thịnh/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 62(3a), 65 - 75 67 các yếu tố về thương mại và kỹ thuật như: đặc tính một giếng khí thiên nhiên được coi là giếng cận của vỉa, cơ sở hạ tầng, chi phí phát triển,… Tùy vào biên nếu khai thác ít hơn 50 Mcf/ngày (Warlick, tình hình, chính sách phát triển khai thác, mỗi 2007). Một số nước khác như Malaysia, Hà Lan và quốc gia có một khái niệm, định nghĩa riêng về mỏ Anh lại đưa ra khái niệm mỏ cận biên dựa vào trữ cận biên. Indonesia, Ecuador, các nước Bắc Mỹ và lượng của mỏ. Ở Việt Nam, trong nghiên cứu của một số chuyên gia trong lĩnh vực dầu khí trên thế tác giả Tăng Văn Đồng (Tăng Văn Đồng và nnk, giới đưa ra định nghĩa mỏ cận biên dựa vào tính 2017) cho rằng mỏ cận biên là mỏ có các đặc điểm kinh tế, sản lượng khai thác của mỏ. Theo công như: mỏ có quy mô trữ lượng nhỏ, nằm ở khu vực trình nghiên cứu của tác giả Widjajono nước sâu xa bờ; các phát hiện dầu khí nhưng Partowidagdo (Partowidagdo, 1996), mỏ cạ n bien không được thẩm lượng hoặc phát triển trong là mọ t mỏ với cá c điè u kiẹ n tà i chính hiẹ n tạ i, có tỷ thời gian tối thiểu 10 năm; mỏ đã dừng khai thác suá t lợi tức nhỏ hơn tỷ suá t thu lợi tó i thiẻ u chá p ít nhất 1 năm vì lý do kinh tế. Như vậy, mỗi quốc nhạ n được. Né u khong có mọ t và i khuyé n khích gia, mỗi tổ chức đều có cách nhìn và định nghĩa cà n thié t, những mỏ nà y sẽ khong có hiẹ u quả kinh khác nhau về mỏ nhỏ/mỏ cận biên, trong đó, các té và khong thẻ phá t triẻ n, khai thá c. Theo định yếu tố dẫn đến việc xác định mỏ cận biên thì rất nghĩa mỏ cạ n bien trong hợp đò ng của Indonesia, nhiều như: trữ lượng, sản lượng, điều kiện khai mỏ cận biên là mỏ đầu tiên trong phạm vi diện tích thác, điều kiện cơ sở hạ tầng, giá dầu/khí, tính hiệu hợp đồng được đề nghị phát triển bởi nhà thầu, quả cho nhà đầu tư nếu phát triển khai thác mỏ sản lượng khai thác bình quân của dự án trong 02 đó,… nhưng điểm phổ biến nhất vẫn là tính kinh tế năm đầu tiên (24 tháng) không vượt quá 10 nghìn của việc phát triển khai thác mỏ. thùng/ngày (Lubiantara, 2005a, 2005b). Theo quan điểm của tác giả Stig Svalheim (Svalheim, 2. Tình trạng thiết bị hiện có tại Bể Cửu Long 2004) đưa ra khái niệm mỏ cận biên là mỏ không Dựa trên kinh nghiệm phát triển các mỏ có thể khai thác và đem lại doanh thu thuần để phát trữ lượng vừa và nhỏ cho thấy phương án kết nối triển mỏ ở một thời gian nhất định và cần phải có về các trung tâm xử lý hiện hữu sẽ cho hiệu quả sự thay đổi về kỹ thuật hoặc điều kiện tài chính thì kinh tế cao (Tăng Văn Đồng và nnk., 2017a; mỏ đó mới có thể có tính thương mại. Theo Sagex 2017b; Nguyễn Vũ Trường Sơn và nnk., 2017; Vũ Petroleum AS (Sagex Petroleum AS, 2005), mỏ cận Minh Đức, 2015; Tống Cảnh Sơn, Lê Đình Hòe, biên là một phát hiện hoặc mỏ đang được khai 2015; Phùng Đình Thực và nnk., 2002). Các nghiên thác mà với những điều kiện hiện tại sẽ không cứu tập trung vào đánh giá về công suất dư, sản mang lại lợi ích kinh tế để phát triển hoặc tiếp tục lượng khai thác và khả năng cải hoán thiết bị hiện khai thác. Theo tác giả Benny Lubiantara có để phục vụ cho công tác kết nối các mỏ mới. Các (Lubiantara, 2005a, 2005b), mỏ cận biên là một lô có hệ thống thiết bị xử lý vận hành khai thác bao mỏ dầu nằm trong phạm vi lô khai thác không đem gồm: Lô 15.1 - Cửu Long JOC, Lô 16.1 - Hoàng Long lại lợi ích kinh tế để phát triển dưới các điều khoản Hoàn Vũ JOC, Lô 01 & 02 - PCVL, Lô 15.2 - JVPC, Lô Hợp đò ng chia sả n phả m (PSC) và điều kiện hiện 09.1 - VSP và Lô 01 & 02/97 do Lam Sơn JOC tại. Ngoài các định nghĩa về mỏ cận biên từ các điều hành. Các thống kê về công suất thiết kế của nghiên cứu khác nhau, xét trên góc độ quốc gia, hệ thống thiết bị hiện hữu kết hợp với sản lượng mỗi nước cũng có những cách hiểu khác nhau về khai thác dự tính của toàn bộ cụm xử lý bể Cửu mỏ cận biên, cụ thể như sau: ở Ecuador, các mỏ Long (Hình 1, 2) cho thấy công suất xử lý sản cận biên là những mỏ có tính kinh tế kém hoặc phẩm khai thác hiện tại ở các mỏ của bể Cửu Long những mỏ được ưu tiên hoạt động và tổng sản chưa sử dụng hết so với công suất thiết kế. Đây là lượng của các mỏ này nhỏ hơn 1% tổng sản lượng điều kiện khả thi cho việc xem xét khả năng kết nối quốc gia (Deloitte, 2011). Bắc Mỹ không áp dụng thêm các cấu tạo tiềm năng lân cận. Tiêu biểu khái niệm mỏ cận biên mà đưa ra định nghĩa giếng trong đó, hai yếu tố chính là công suất xử lý dầu, cận biên dựa vào sản lượng khai thác hàng ngày khí và các yếu tố còn lại được thể hiện trên các của giếng. Một giếng dầu được coi là giếng cận Hình 1 và 2. biên nếu khai thác không quá 10 thùng/ngày và
68 Nguyễn Văn Thịnh/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 62(3a), 65 - 75 Hình 1. Biểu đồ công suất xử lý dầu của toàn bộ cụm xử lý bể Cửu Long Hình 2. Biểu đồ công suất xử lý khí của toàn bộ cụm xử lý bể Cửu Long. 2.1. Đánh giá khả năng kết nối các trữ lượng (FPSO-TBVN và Sư Tử Vàng CPP), JVPC (Rạng tiềm năng Đông CPC), LSJOC (FPSO PTSC-Lam Sơn), Bạch Hổ CPP, Cụm Rồng và HLJOC (FPSO Bumi Armada). Dựa trên kết quả đánh giá tổng thể về cơ sở Việc kết nối các cấu tạo cần phải dựa trên các tiêu hạ tầng hiện tại và tương lai gần, dự báo về sản chí ưu tiên như: lượng khai thác cũng như ước tính công suất xử lý - Ưu tiên cấu tạo tại lô đang có hệ thống thiết bị dư của toàn bể Cửu Long hay từng cụm trung tâm đủ công suất kết nối thêm; xử lý chính, việc đưa các cấu tạo tiềm năng vào - Ưu tiên xác suất thành công cấu tạo cao và ưu phát triển bằng cách kết nối về hệ thống thiết bị, tiên mỏ dầu trước; trung tâm xử lý là hoàn toàn phù hợp và được - Ưu tiên cấu tạo có trữ lượng thu hồi trên 10 đánh giá là phương án khả thi về kĩ thuật và triển triệu thùng; vọng về hiệu quả kinh tế. Trên cơ sở đó, sẽ có 6 - Giới hạn khoảng cách đến trung tâm xử lý trung tâm xử lý chính ở bể Cửu Long được cho là hiện hữu là 30 km (giới hạn này được dựa trên kết phù hợp với phương án kết nối bao gồm: CLJOC
Nguyễn Văn Thịnh/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 62(3a), 65 - 75 69 quả đánh giá nghiên cứu về thủy lực dòng chảy phương án kết nối được trình bày chi tiết trong nhiều pha). Bảng 3. 2.1.1. Phương án kết nối về STV-CPP (CLJOC) 2.1.5. Phương án kết nối về Rồng CPP Đánh giá cho thấy, công suất nén dư của STV- Đánh giá công suất của cụm Rồng CPP cho CPP sẽ thiếu hụt, nếu đưa Lạc Đà Vàng, Lạc Đà thấy: Công suất dư của Rồng CPP từ năm 2021 sẽ Xám, Beta và Spinel kết nối vào giàn STV CPP cần không đủ để xử lý phần sản phẩm của các cấu tạo cân nhắc đến các yếu tố như sau: dự kiến kết nối. Đề xuất phương án cải hoán để - Nâng cấp hệ thống máy nén của giàn STV- nâng công suất xử lý lỏng tại RP1; công suất tối đa CPP 160÷250 triệu bộ khối khí/ngày để đáp ứng của giàn nén DCP 1,4 triệu mét khối khí/ngày là công suất nén. Trong trường hợp này cần đưa thời không đủ khi đưa các cấu tạo kết nối vào Rồng. Các điểm khai thác dòng dầu đầu tiên (FO)dự kiến của phương án kết nối được trình bày chi tiết trong 2 cấu tạo Lead B và Lead C lên sớm để tận dụng Bảng 4. công suất dư của STV-CPP. 2.1.6. Phương án kết nối về HLJOC - Nâng cấp hệ thống máy nén của STV-CPP từ 160 triệu bộ khối khí/ngày lên 200 triệu bộ khối Đánh giá phương án phương án kết nối chi khí/ngày và đẩy lùi thời điểm FO dự kiến của Lạc tiết được trình bày trong Bảng 5. Trường hợp Đà Vàng, Beta và Spinel (Lô 01&02/10). Sơ đồ hệ công suất xử lý khí của HLJOC không đủ để xử lý thống thiết bị cụm mỏ trong phương án kết nối thì cần phải thay đổi cấu tạo. Mặt khác, do FPSO này được trình bày sơ bộ trong Hình 3. Các Armada TGT 1 không có riser đường ống kết nối phương án kết nối chi tiết được thể hiện trong dự phòng. Để sử dụng công suất xử lý tàu FPSO Bảng 1. Armada TGT 1 cần lên phương án kết nối các cấu tạo khác vào giàn TGT H1, TGT H4, Hải Sư Trắng 2.1.2. Phương án kết nối về cụm mỏ Rạng Đông hoặc Hải Sư Đen (Hình 4). (JVPC) Các cấu tạo tiềm năng dự kiến kết nối về cụm 2.2. Công nghệ khai thác và vận chuyển sản mỏ Rạng Đông do JVPC điều hành đã được đánh phẩm của các mỏ bể Cửu Long giá và trình bày trong Bảng 2. Khi đưa các cấu tạo Với những thuận lợi như vị trí địa lý gần bờ, tiềm năng phát triển kết nối vào JVPC cần lắp đặt mực nước biển nông (35÷60 m), nên hệ thống thêm 1 hệ thống xử lý nước khai thác. Cải hoán, thiết bị khai thác của các mỏ tại bể Cửu Long đều nâng công suất của máy nén trên giàn CPC để có theo mô hình truyền thống: sử dụng giàn đầu đủ khả năng cấp khí gas lift cho các cấu tạo kết nối về. giếng cố định không người để khai thác, xử lý sơ 2.1.3. Phương án kết nối về LSJOC bộ và thu gom dầu khí; sản phẩm sau đó được đẩy theo đường ống nội mỏ về khu xử lý trung tâm Do chỉ có cấu tạo tiềm năng Kình ngư vàng CPP hoặc tàu FPSO tiếp tục xử lý đạt yêu cầu dầu (KNV)-Nam trong lô hợp đồng 01&02/10 (dự tính khí thành phẩm để lưu trữ và xuất bán (Hình 5). 17,3 triệu thùng dầu thu hồi) có khả năng kết nối Giàn đầu giếng cố định không người (WHP): về trung tâm xử lý của LSJOC - Tàu FPSO PTSC Lam được thiết kế tối giản về diện tích, kết cấu cũng Sơn, nên đề xuất những điểm sau: như thiết bị trên giàn. Tùy theo thiết kế, khối - Cải hoán tàu FPSO phù hợp trong trường thượng tầng sẽ chỉ nặng 500÷1.500 tấn, khối chân hợp đưa cấu tạo KNV-Nam kết nối về LSJOC; đế nặng 1.500÷2.000 tấn. Hệ thống thiết bị cơ bản - Cân nhắc khả năng phát triển độc lập của trên giàn bao gồm: đầu giếng, hệ thống thu gom, KNV-Nam do tại FPSO hạn chế công suất xử lý bình tách thử, hệ thống phóng thoi, bơm tăng áp, nước, công suất máy nén khí và bơm ép nước. các hệ thống phụ trợ như hóa phẩm, điều khiển, 2.1.4. Phương án kết nối về Bạch Hổ CPP thiết bị an toàn. Giàn xử lý công nghệ trung tâm (CPP): được Trong trường hợp kết nối các cấu tạo tiềm thiết kế để thu gom, xử lý dầu khí từ các đầu giếng năng vào giàn công nghệ trung tâm thì cần phải của giàn và từ các giàn vệ tinh lân cận. Thông xem xét khả năng lắp đặt thêm đường ống kết nối thường, để cất giữ dầu thành phẩm, giàn được kết và cải hoán các hệ thống thiết bị tiếp nhận. Các
70 Nguyễn Văn Thịnh/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 62(3a), 65 - 75 Hình 3. Sơ đồ hệ thống thiết bị cụm mỏ trong phương án STV-CPP. Hình 4. Sơ đồ cụm mỏ trong phương án HLJOC.
Nguyễn Văn Thịnh/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 62(3a), 65 - 75 71 Hình 5. Sơ đồ vận chuyển sản phẩm đặc trưng ở bể Cửu Long. Bảng 1. Các cấu tạo tiềm năng dự kiến kết nối về CLJOC. Trữ lượng tại Trữ lượng chỗ Số giếng Xác suất Khoảng Trung tâm Lô hợp Điểm Cấu tạo Dầu Khí Dầu Khí thành Loại cách kết nối đồng kết nối Triệu Tỷ bộ Triệu Tỷ bộ Khai Bơm công (km) thùng khối thùng khối thác ép Su Tu TBVN- 15.1 212,96 33,49 12 4 0,26 1 7 Do FPSO Su Tu STT Trang 15.1 661,92 331,00 6 0,26 2 10 CPP NE Lạc Đà STV- 15-1/05 199,47 29,35 8 4 1 3 19 Vàng CPP Lạc Đà Lạc Đà STV-CPP 15-1/05 102,08 14,44 4 2 0,28 4 8 Xám Vàng TBVN Hổ STN- FPSO 01&02/10 67,9 21 3 1 0,21 5 20 Vàng North (CLJOC) STN- Beta 01&02/10 72,746 13,87 9 2 0,19 6 20 North Beta- Spinel 01&02/10 86,59 15,53 7 2 0,14 7 STN- 5-20 North STV- Lead B 15-1/05 305,32 46,71 13 4 0,083 8 13,5 CPP Lead C 15-1/05 103,75 14,93 5 2 0,07 9 Lead B 6
72 Nguyễn Văn Thịnh/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 62(3a), 65 - 75 Bảng 2. Các cấu tạo tiềm năng dự kiến kết nối về JVPC. Trữ lượng tại Trữ lượng Xác Trung chỗ Số giếng Lô hợp suất Điểm Khoảng tâm kết Cấu tạo Dầu Khí Dầu Khí Loại đồng thành kết nốicách (km) nối Triệu Tỷ bộ Triệu Tỷ bộ Khai thác Bơm ép công thùng khối thùng khối NIA 15.2 33,6 5,64 3 1 0,33 1 JVPC 4 Rang 15.2 59,31 8,4 5 1 0,3 2 JVPC 13 Dong RD- D 15.2 Open 89,61 13,46 5 4 0,13 3 12 JVPC Kình Ngư 09-2/09 100,95 9,91 9 2 1 4 JVPC 18 trắng Kình Rang Ngư Dong CPC 09-2/09 147,73 20,76 4 1 4 JVPC 18 trắng (Gas) KNT 09-2/09 71,95 11,17 6 4 0,21 5 KNT 5 Nam Opal 01&02/10 91,7 18,41 7 2 0,19 6 KNT 20 COD 09-2/09 62,64 8,02 5 0,11 7 KNT 6 Lead A 09-2/09 98,26 14,84 5 3 0,08 8 COD 4 Bảng 3. Các cấu tạo tiềm năng dự kiến kết nối về Bạch Hổ CPP. Trữ lượng tại Trữ lượng chỗ Số giếng Xác Trung Khoảng Lô hợp Dầu Khí Dầu Khí suất Điểm kết tâm Cấu tạo Loại cách đồng thành nối kết nối Tỷ Tỷ (km) Triệu Triệu công bộ bộ Khai thác Bơm ép thùng thùng khối khối Alpha 09-2/10 184,82 37,78 19 3 0,25 1 Bạch Hổ 16 Bạch Kappa 09-2/10 0,229 2 Alpha 3 Hổ CPP Omega 09-2/10 37,1 5,11 4 0,145 3 Bạch Hổ 12
Nguyễn Văn Thịnh/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 62(3a), 65 - 75 73 Bảng 4. Các cấu tạo tiềm năng dự kiến kết nối về Rồng CPP. Trữ lượng tại Trữ lượng Trung chỗ Số giếng Xác suất Khoảng Lô hợp Điểm tâm kết Cấu tạo Dầu Khí Dầu Khí thành Loại cách đồng kết nối nối Triệu Tỷ bộ Triệu Tỷ bộ công (km) Khai thác Bơm ép thùng khối thùng khối Vải Thiều 17 Open 180,9 30,15 14 5 0,35 1 Rồng 19 DM Nam 09.03 83,5 8,91 4 0,33 2 Rồng 5,5 Rong Đồi Mồi 09.03 77,09 11,45 3 1 0,22 3 Rồng 7 CPP DN Dơi Xám 16-2 120,61 19,72 7 2 0,20 4 Rồng 16 Bẫy Địa 09.03 24,41 147,73 2,29 20,76 3 0,2 5 Rồng 6 Tầng DM Bảng 5. Các cấu tạo tiềm năng dự kiến kết nối về HLJOC. Trữ lượng tại Trữ lượng Xác Trung Lô chỗ Số giếng Khoảng Cấu suất Điểm kết tâm hợp Dầu Khí Dầu Khí Loại cách tạo thành nối kết nối đồng Triệu Tỷ bộ Triệu Tỷ bộ Khai (km) Bơm ép công thùng khối thùng khối thác 15.2 H5 1 1 JTGT-H4 12 Open 15.2 HSV-C 125 19,43 15 0,25 2 TGT-H4 24 Open 15.2 HSV-N 69,5 11,56 4 1 0,25 3 TGT-H4 4 Open HLJOC 15.2 HSV-S 47,77 7,73 2 2 0,25 4 TGT-H4 4 Open Tê 15.2 Giác 243,5 49,2 19 4 0,23 5 TGT-H4 12 Open Vàng 15.2 TGD 571,9 283,67 5 0,16 6 TGT-H4 20 Open nối với tàu chứa dầu FSO. Với các đặc điểm trên, cấp bình tách theo áp suất từ cao đến thấp. Nước giàn xử lý trung tâm thường có kết cấu phức tạp tách ra được đưa qua hệ thống xử lý nước đến tiêu và nặng hơn nhiều so với giàn không người, thông chuẩn cho phép trước khi thải ra môi trường (dầu thường khối thượng tầng có thể nặng đến trên trong nước thải nhỏ hơn 40 ppm). Khí được xử lý 10.000 tấn và khối chân đế có thể nặng từ làm mát, nén tăng áp rồi qua hệ thống làm khô và 5.000÷8.000 tấn. Hệ thống xử lý trên CPP rất phức sau đó được sử dụng với các mục đích làm khí tạp, bao gồm các công đoạn xử lý dầu, khí, nước nâng hoặc xuất bán. Một phần khí sẽ được sử dụng khai thác, nước bơm ép, các hệ thống tiện ích/phụ làm khí nguyên liệu phục vụ cho hoạt động vận trợ và các hệ thống an toàn, phòng chống cháy nổ hành trên giàn. khác. Công đoạn xử lý dầu thường bao gồm các
74 Nguyễn Văn Thịnh/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 62(3a), 65 - 75 Kho chứa, xử lý nổi (FPSO): là mô hình khai inch do chi phí xây dựng đường ống biển lớn; thác, xử lý phổ biến nhất trong hoạt động dầu khí - Kích thước đường ống lớn nhất 22 inch (để tại bể Cửu Long với những lợi ích như: khả năng vận chuyển được 45.000 thùng dầu/ngày); cất chứa dầu lớn, tính linh động cao, có thể cải - Chiều dài tối đa không vượt quá 25 km (nếu hoán từ tàu dầu cũ nên giảm chi phí đầu tư và sau vận chuyển dưới 30.000 thùng dầu/ngày), dưới khi kết thúc dự án cũng có thể cải hoán để tiếp tục 30 km nếu vận chuyển với lưu lượng trên 30.000 sử dụng cho dự án mới, ngoài ra việc thi công lắp thùng dầu/ngày để đảm bảo nhiệt độ trong đường đặt cũng dễ dàng hơn. Sức chứa của FPSO thông ống luôn trên nhiệt độ tạo sáp 50C; thường từ 500.000 ÷ 1000.000 thùng. Hệ thống Ngoài ra, trong quá trình hoạt động cần phải xử lý của tàu FPSO thường được đặt trên topside có bơm hóa phẩm PPD để giảm giá trị áp suất khởi của tàu, bao gồm hệ thống xử lý, khu nhà ở, sân động đường ống và áp suất khi khởi động lại hệ bay… giống với giàn công nghệ trung tâm. thống sau khi ngừng khai thác. 2.3. Công nghệ tiềm năng cho phát triển các mỏ 4. Kết luận cận biên bể Cửu Long Giải pháp phát triển kết nối các mỏ nhỏ vào hệ Giàn MOPU (Mobile offshore Production Unit): thống thiết bị sẵn có ở lân cận đã được triển khai Loại giàn này được sử dụng cho các mỏ cận biên - áp dụng và được khẳng định mức độ an toàn, đạt khai thác sớm. Trên khối thượng tầng MOPU được hiệu quả cao tại các mỏ Cá Ngừ Vàng, Nam Rồng - cải hoán để lắp đặt hệ thống xử lý dầu khí, hệ Đồi Mồi và Hải Sư Đen, Hải Sư Trắng. Đây sẽ là thống nhà ở, sân bay… như trên CPP hoặc FPSO. hướng phát triển chính, mang tính chủ đạo đối với Mô hình khai thác sử dụng MOPU thường được các mỏ nhỏ, cận biên ở bể Cửu Long cũng như tại thiết kế như sau: Wellhead Frame + MOPU (với hệ thềm lục địa Việt Nam, nơi có các cụm thiết bị công thông xử lý hoàn chỉnh) + FSO. nghệ đủ khả năng kết nối và xử lý sản phẩm dầu Wellhead Support Frame: sử dụng với giàn và khí. Cùng với đó, các tiêu chí ưu tiên được sử MOPU (Mobile offshore Production Unit) được dụng nhằm đưa các cấu tạo tiềm năng dự kiến vào thiết kế tối giản chỉ với hệ thống đầu giếng, sản kết nối để tiến hành khai thác. Mỗi lô đưa vào đánh phẩm từ các đầu giếng được chuyển trực tiếp lên giá cần phải đảm bảo những nội dung chính như: trung tâm công nghệ tại MOPU để xử lý. thông tin cơ sở của lô, vị trí địa lý, thông tin về các Giàn khai thác và xử lý kết cấu nhẹ: được thiết tầng sản phẩm, số giếng khoan, trữ lượng tại chỗ, kế về cơ bản tương tự như giàn khai thác không trữ lượng thu hồi; các phương án phát triển; sơ đồ người thông thường, tuy nhiên có thêm các phát triển và thiết bị (số giàn khai thác, trung tâm module xử lý dầu khí. Hệ thống xử lý được thiết kế xử lý/tàu FPSO, hệ thống đường ống khai thác, tối giản để giảm độ phức tạp trong công nghệ, qua bơm ép khí/nước). Việc lựa chọn giải pháp hiệu đó giảm thiểu sự can thiệp của con người. quả để kết nối các mỏ cận biên dựa trên cơ sở hạ tầng sẵn có của các mỏ hiện hữu trong khu vực lân 3. Đảm bảo dòng chảy cho các phương án phát cận để tiến hành thu gom, xử lý và vận chuyển sản triển phẩm là giải pháp hợp lý mang lại hiệu quả kinh tế Đối với phương án kết nối về hệ thống thiết bị và có tính khả thi cao. hiện hữu, cần phải tiến hành đánh giá công suất xử Đóng góp của các tác giả lý dư, tình trạng hiện tại của hệ thống thiết bị, khả năng hoán cải. Nội dung nghiên cứu dòng chảy cho Nguyễn Văn Thịnh, xây dựng ý tưởng, bố cục, phân các phương án phát triển đóng vai trò quan trọng tích, biên tập và hiệu đính. trong quá trình thực hiện nghiên cứu quy hoạch tổng thể các mỏ bể Cửu Long. Mục đích nhằm xác Tài liệu tham khảo định khả năng vận chuyển dòng chất lỏng tối đa, Deloitte, (2013). Guide to Fiscal Information. In Key nhằm lựa chọn phương án phát triển an toàn và Economies in Africa, p.15-22. hiệu quả cho các mỏ cận biên. Kết quả nghiên cứu đã chỉ ra các điểm chính như sau: Lubiantara, B, (2005a). Marginal Field Incentive. p.2. - Kích thước đường ống tối thiểu lựa chọn 6 Lubiantara, B, (2005b). The Analysis of the Marginal
Nguyễn Văn Thịnh/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 62(3a), 65 - 75 75 Field Incentive - Indonesia Case. 1-2. Norwegian Perspective. The 3rd PPM Seminar, Partowidagdo, W, (1996). Incentives for Marginal p.20. Field Development in Indonesia. 25th Annual Tăng Văn Đồng, Nguyễn Thúc Kháng, Nguyễn Hoài Convention Proceedings (Volume 3). Vũ, Lê Việt Dũng, (2017b). Khai thác khí thiên Nguyễn Vũ Trường Sơn, Từ Thành Nghĩa, Cao Tùng nhiên và thu gom khí đồng hành từ các mỏ Sơn, Phạm Xuân Sơn, Lê Thị Kim Thoa, Lê Việt nhỏ/cận biên, Tạp chí dầu khí số 5. pp 29-36. Dũng, Nguyễn Hoài Vũ, Ngô Hữu Hải, Nguyễn Tăng Văn Đồng, Trần Anh Quân, Trần Đình Kiên, Thúc Kháng, Nguyễn Quang Vinh, (2017). Giải Nguyễn Thúc Kháng, Trần Ngọc Tuân, Phạm pháp khai thác dầu khí cho các mỏ nhỏ, cận biên, Trung Sơn, Nguyễn Văn Trung, (2017a). Giải pháp Tạp chí dầu khí số 5/2015, pp 32-37. đưa một số mỏ nhỏ cận biên trên thềm lục địa Phùng Đình Thực, Hà Văn Bích, Tống Cảnh Sơn, Lê Nam Việt Nam vào khai thác, Tạp chí Khoa học Kỹ Đình Hoè, Vưigovskôi V.P, (2002). Quá trình hình Thuật Mỏ-Địa chất, Tập 58, Kỳ 2, pp 154-164. thành và phát triển hệ thống thu gom, xử lý và vận Tống Cảng Sơn, Lê Đình Hoè, (2015). Kinh nghiệm chuyển dầu khí tại các mỏ của XNLD vận chuyển dầu nhiều paraffin bằng đường ống ở VIETSOVPETRO, Tuyển tập hội nghị khoa học - kỹ các mỏ ngoài khơi của liên doanh Việt Nga- thuật dầu khí kỷ niệm 20 năm thành lập XNLD Vietsovpetro, Tạp chí dầu khí số 2/2015, pp 43-52. Vietsovpetro và khai thác tấn dầu thứ 100 triệu. 113-118. Vũ Minh Đức, (2015). Nghiên cứu quy hoạch phát triển tổng thể các mỏ dầu khí bể Cửu Long trên cơ Sagex Petroleum AS, (2005). Field Developments and sở tối ưu hóa hệ thống công nghệ và thiết bị khai Technical Solutions Marginal Fields - Norwegian thác hiện hữu, Tổng Công ty Thăm dò Khai thác Experiences. Petroleum Policy and Management Dầu khí (PVEP). Project - The 3rd Workshop Indonesia Kutei Basin Case Study, p.2. Warlick, D, (2007). A new era for marginal oil production. Oil & Gas Financial Journal. Svalheim, S, (2004). Marginal Field Development - a